Ro ao.br.04 rev.22-em_27_06_2016 11_45_48

Manual de Procedimentos da Operação

Módulo 10 – Submódulo 10.22

Rotina Operacional

APURAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS, USINAS E INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS

Código Revisão Item Vigência

RO-AO.BR.04 22 4.3 30/06/2016

MOTIVO DA REVISÃO

- Correção do número do submódulo do MPO ao qual pertence esta rotina operacional, em seu cabeçalho e primeira página.

LISTA DE DISTRIBUIÇÃO

CNOS COSR-NCO COSR-NE COSR-S COSR-SE

Agentes de Geração Agentes de Importação/ Exportação

Manual de Procedimentos da Operação - Módulo 10 - Submódulo 10.22 Rotina Operacional Código Revisão Item Vigência

APURAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS, USINAS E INTERLIGAÇÕES

INTERNACIONAISRO-AO.BR.04 22 4.3 30/06/2016

ÍNDICE

1. OBJETIVO........................................................................................................................................3

2. REFERÊNCIAS...................................................................................................................................3

3. CONCEITOS.....................................................................................................................................3

4. CONSIDERAÇÕES GERAIS.................................................................................................................7

5. DESCRIÇÃO DO PROCESSO...............................................................................................................9

6. ATRIBUIÇÕES DOS AGENTES E DO ONS..........................................................................................16

7. ORIENTAÇÕES TÉCNICAS COMPLEMENTARES................................................................................19

8. ANEXOS.........................................................................................................................................27

ANEXO 1 - CLASSIFICAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS........28

ANEXO 2 - CÓDIGOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE EVENTOS.........................................................................29

ANEXO 3 – CÁLCULO DAS TAXAS TEIFA E TEIP..........................................................................................30

ANEXO 4 – CÁLCULO DA TAXA TEIP DAS USINAS TERMELÉTRICAS, CONSIDERANDO O RESULTADO DA APURAÇÃO DA DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE DE GERAÇÃO DE USINA TERMELÉTRICA PROGRAMADA E DESPACHADA CENTRALIZADAMENTE.................................................................34

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1. OBJETIVO

Operacionalizar os procedimentos para apuração das mudanças de estados operativos e condições operativas das Unidades Geradoras, Usinas e Interligações Internacionais, necessários para subsidiar a apuração dos dados e informações sobre a operação realizada e o acompanhamento da manutenção.

2. REFERÊNCIAS

Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS - "Programação de intervenções em instalações de rede de operação";

Submódulo 10.6 dos Procedimentos de Rede – “Controle da geração em operação normal;

Submódulo 10.16 dos Procedimentos de Rede “Dados e informações para contabilizações;

Submódulo 16.4 dos Procedimentos de Rede “Recuperação de indicadores de desempenho em faixas de alerta ou insatisfatória na perspectiva da manutenção;

Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede) – “Glossário de termos técnicos”;

Módulo 22 dos Procedimentos de Rede – “Análise de ocorrências e perturbações”.

Submódulo 25.8 dos Procedimentos de Rede – “Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de transmissão e das funções transmissão e geração;

Regras e Procedimentos de Comercialização - CCEE;

Acordo Operacional ONS/CCEE;

Resolução ANEEL nº 265, de 10 de junho de 2003;

Resolução ANEEL nº 614, de 03 junho de 2014

Ofício 140/2014 – SRG/ANEEL, de 10 de junho de 2014

3. CONCEITOS

3.1. Empreendimento de Geração

Conjunto de instalações destinadas à produção e disponibilização de energia elétrica ao sistema. Os empreendimentos de geração têm como principais componentes as unidades geradoras, transformadores elevadores de tensão e ativos de conexão ao sistema.

3.2. Unidade Geradora Térmica

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Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Equipamento instalado entre o sistema de suprimento de combustível e a bucha de baixa tensão do transformador elevador. Considera-se a bucha de baixa tensão pertencente ao transformador elevador”

De forma a complementar esta definição, considera-se que a unidade geradora térmica, para o processo de apuração, se refere ao conjunto de equipamentos destinados à produção de energia elétrica de origem térmica, incluindo o gerador elétrico, caldeira, turbina, condensador, sistema de abastecimento, tratamento e alimentação de combustível, motores, bombas, trocadores de calor, sistemas de condicionamento de ar, serviços auxiliares, sistemas de supervisão, proteção e controle (velocidade, tensão, emissão de gases e partículas poluentes, vibração, ruído, etc), sistema de tratamento e alimentação de água e demais componentes associados ao processo de produção de energia elétrica.

3.3. Unidade Geradora Hidráulica

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Equipamento instalado entre a tomada de água, o tubo de sucção e a bucha de baixa tensão do transformador elevador. Considera-se a bucha de baixa tensão pertencente ao transformador elevador.”

De forma a complementar esta definição, considera-se que a unidade geradora hidráulica, para o processo de apuração, se refere ao conjunto de equipamentos destinados à produção de energia elétrica de origem hidráulica, incluindo o gerador elétrico, turbina, sistema de tomada d’água, motores, bombas, trocadores de calor, serviços auxiliares, sistemas de supervisão, proteção e controle (velocidade, tensão, vibração, ruído etc) e demais componentes associados ao processo de produção de energia elétrica.

3.4. Unidade Geradora Eólica

Conjunto de equipamentos destinados à produção de energia elétrica de origem eólica, incluindo os aerogeradores elétricos, conversores de frequência, retificadores, inversores, serviços auxiliares, sistemas de supervisão, proteção e controle e demais componentes associados ao processo de produção de energia elétrica.

3.5. Transformador Elevador de Tensão

Equipamento elétrico, estático que, por indução eletromagnética, transforma tensão e/ou corrente alternada entre dois ou mais enrolamentos, sem mudança de frequência.

3.6. Usina

Conjunto de equipamentos que compõe as unidades geradoras e correspondentes transformadores elevadores de tensão de um empreendimento de geração.

3.7. Ativo de Conexão

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Conjunto de equipamentos destinados exclusivamente à conexão da usina ao SIN. Excepcionalmente, poderá haver situações de compartilhamento do ativo de conexão por mais de uma usina, sendo que nesta situação a associação com cada usina será proporcional à potência autorizada para as mesmas.

3.8. Interligação Internacional

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Instalações que unem os sistemas elétricos de duas concessionárias ou empresas de energia elétrica situadas em países distintos”.

De forma a complementar esta definição, considera-se interligação internacional, para o processo de apuração, como o sistema de transmissão, de uso exclusivo para conexão de sistemas elétricos de países distintos, podendo incluir linhas de transmissão, estações conversoras de freqüência, subestações e equipamentos associados.

3.9. Submercados de Energia

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Subdivisões do sistema interligado, correspondentes a áreas de mercado, para as quais são estabelecidos preços diferenciados e cujas fronteiras são definidas em função da presença e duração de restrições relevantes de transmissão”.

3.10. Disponibilidade Operacional

Potência ativa, homologada pela ANEEL, que a unidade geradora, estando sincronizada ou desligada, está em condições de produzir e fornecer ao sistema. São consideradas reduções de disponibilidade operacional todas e quaisquer restrições que possam afetar sua produção normal de energia elétrica. O mesmo entendimento aplica-se às interligações internacionais.

3.11. Disponibilidade Comercial

Potência ativa, homologada pela ANEEL, que a unidade geradora, estando sincronizada ou desligada, está em condições de produzir e fornecer ao sistema, considerando-se somente restrições de responsabilidade do empreendimento de geração. São exemplos de restrições de responsabilidade do empreendimento de geração: aquelas originadas na própria unidade geradora, nos transformadores elevadores de tensão ou no ativo de conexão, assim como desligamentos para testes ou treinamento solicitados pelo agente proprietário ou operador designado pelo proprietário, atuação indevida de sistemas de proteção e problemas ambientais do empreendimento de geração.

Não são consideradas reduções de disponibilidade comercial aquelas não caracterizadas como de responsabilidade do empreendimento de geração, tais como: restrições por queda d’água, restrições decorrentes do SIN, problemas ambientais que não são de responsabilidade do empreendimento de geração.

O mesmo entendimento aplica-se às interligações internacionais.

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3.12. Início de Operação em Teste

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Instante do primeiro sincronismo da unidade geradora ou primeira energização de unidades operativas e linhas de transmissão ou de interligação entre sistemas elétricos internacionais ou entre submercados, autorizado pelo ONS após liberação pela ANEEL, para atender as necessidades de ajustes de equipamentos e verificação do comportamento do ponto de vista sistêmico”.

3.13. Operação Comercial

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Situação operacional em que a energia produzida pela unidade geradora está disponibilizada para o sistema e pode atender aos compromissos mercantis do agente e/ou atender o seu uso exclusivo”.

De forma a complementar esta definição, considera-se em operação comercial, para o processo de apuração, como o período a partir da data declarada pela ANEEL para o início de operação comercial da unidade geradora ou interligação internacional, conforme despacho publicado no Diário Oficial da União.

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3.14. Desligamento Programado

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Desligamento de geradores, linhas de transmissão ou demais equipamentos do sistema elétrico, programado em conformidade com o estabelecido nos Procedimentos de Rede”.

De forma a complementar esta definição, considera-se desligamento programado, para o processo de apuração, como o evento de indisponibilidade de uma unidade geradora ou interligação internacional resultante de intervenções que atendam aos critérios que caracterizam um desligamento programado, estabelecidos no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS.

3.15. Desligamento Forçado

Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Desligamento de um componente de serviço, em condições não programadas, geralmente resultante da ocorrência de uma condição de emergência que imponha o desligamento manual ou automático do equipamento para evitar risco de morte e/ou de dano a equipamento ou outras consequências indesejadas para o sistema elétrico”.

De forma a complementar esta definição, considera-se desligamento forçado, para o processo de apuração, como o evento de indisponibilidade de uma unidade geradora ou interligação internacional ocorrido em condições não programadas, por atuação manual ou automática.

3.16. Desligamento de Geração em Aproveitamento

Considera-se desligamento de geração em aproveitamento, para o processo de apuração, como o desligamento em empreendimento de geração ou interligação internacional para intervenção programada, em aproveitamento a outras intervenções no sistema de transmissão ou de distribuição, não caracterizadas como de responsabilidade do empreendimento de geração ou interligação internacional.

As indisponibilidades decorrentes de desligamentos em aproveitamento poderão ser desconsideradas no cálculo da taxa TEIP, desde que o desligamento em aproveitamento seja programado e ocorra entre o início e o término do desligamento principal.

3.17. Comprovação de disponibilidade de Geração

Procedimento a que deve ser submetida toda unidade geradora de empreendimentos de geração despachados centralizadamente pelo ONS, após indisponibilidade programada ou forçada, conforme artigo 15 da REN 614/2014, por um período de no mínimo de 4 (quatro) horas, cujo objetivo é fazer com que a unidade geradora comprove sua disponibilidade de geração por meio de operação a plena carga.

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4. CONSIDERAÇÕES GERAIS

4.1. São apurados por esta rotina:

os eventos de mudanças de estado operativo, condição operativa e de disponibilidade de Unidades Geradoras hidrelétricas, termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado diferente de zero e Interligações Internacionais que operam sob despacho centralizada do ONS;

os eventos de mudança de estado operativo, condição operativa e de disponibilidade de unidades geradoras e interligações internacionais que estiverem em comissionamento;

os dados relativos ao início de operação em teste e início de operação comercial de unidades geradoras e interligações internacionais

as eventuais repotenciações e desativações de unidades geradoras e interligações internacionais, registrando-se data, horário e demais informações necessárias.

4.2. Para as finalidades dessa rotina de operação, grupos de unidades geradoras com baixo valor de potência poderão ser tratados de forma agregada, representados por uma unidade geradora equivalente com potência igual ao somatório das potências das unidades geradoras do grupo.

4.3. A classificação das intervenções ocorridas em unidades geradoras e interligações internacionais segue os critérios estabelecidos no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede – “Programação de intervenções em instalações da rede de operação”.

4.4. A atividade de apuração dos eventos de mudanças de estado operativo, condições operativas e de disponibilidades de unidades geradoras e interligações internacionais que operam sob despacho centralizado do ONS, é feita com a utilização de um sistema de apuração específico – “Sistema de Apuração de Mudanças de Estados Operativos – SAMUG”.

4.5. Para controle do processo de consistência dos dados efetuado pelas equipes de pós-operação do ONS, os dados armazenados na Base de Dados Técnica possuem um indicador de qualidade que identifica o nível de consistência em que os mesmos se encontram, conforme a seguir:

Dado em análise: dado obtido da área de tempo real, que ainda não passou pelo processo de consistência;

Dado consistido em 1° nível: dado que passou pela primeira fase de consistência no ONS;

Dado consistido em 2º nível: dado que passou pelo processo de consistência com o agente;

Dado consistido em 3º nível: dado que passou por todo o processo de consistência no ONS, constituindo a posição final deste, após todas as análises pertinentes.

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4.6. Para o registro das horas consideradas na apuração dos dados deverá ser utilizada a hora de Brasília.

Para as indisponibilidades que se iniciam fora do horário de verão e terminam durante o horário de verão, deve-se registrar uma hora a menos quando do término das mesmas.

Para as indisponibilidades que se iniciam durante o horário de verão e terminam após o encerramento do horário de verão, deve-se registrar uma hora a mais quando do término das mesmas.

4.7. O relacionamento para as apurações de que trata esta rotina operacional deve ser efetuado com o agente proprietário da instalação ou equipamento, ou com o agente designado por este, conforme procedimentos estabelecidos na RO-RO.BR.02 - Designação de interlocutores e contatos para o relacionamento operacional entre os centros de operação do ONS e agentes.

4.8. Caso um agente não consolide as informações de mudanças de estado operativo, condição operativa e de disponibilidade de suas unidades geradoras e interligações internacionais dentro dos prazos estabelecidos por esta rotina, o ONS consolidará as informações referentes a este agente com os dados disponíveis na Base de Dados Técnica do ONS.

4.9. As informações referentes à restrição de potência em razão de redução da queda útil, no caso de usinas hidrelétricas, e em razão de temperatura, no caso de usinas termelétricas, deverão ser previamente disponibilizadas pelo agente de geração ao ONS para efeito de desconsideração no cálculo das taxas.

4.10. Para efeito de apuração diária de disponibilidade será admitida uma tolerância de 5% ou 5 MW, o que for menor, em relação à potência nominal homologada pela ANEEL ou ao valor programado, conforme o caso. Essa tolerância não será admitida se houver outra restrição na unidade geradora, ou quando da realização da comprovação de disponibilidade de geração.

Para a apuração diária da disponibilidade, no caso das usinas hidrelétricas, serão utilizados os dados de níveis de montante (24h00) e jusante (média diária) disponíveis no ONS para utilização da curva de colina fornecida pelo agente,

Restrições parciais de disponibilidade de unidades geradoras de usinas termelétricas e de hidrelétricas (situações de geração verificada inferior à programada, considerando-se as tolerâncias indicadas acima) poderão ser registradas de forma equivalente para cada dia (registro às 00h00 do dia), com valor calculado pela diferença média entre a geração verificada e a potência nominal homologada pela ANEEL. Alternativamente, poderá haver discretização de registros durante o dia, sempre que necessário.

4.11. Para efeito de apuração de restrição parcial no processo de sincronização e para atingir a potência máxima despachada pelo ONS, no caso de despacho programado e demais restrições, serão utilizadas as informações declaradas pelo agente, registradas no cadastro de informações operacionais, conforme SM 10.18.

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5. DESCRIÇÃO DO PROCESSO

5.1. Diretrizes Gerais

5.1.1. A permanência de um estado operativo ou de uma restrição operativa com duração inferior a 1 (um) minuto deverá ser desconsiderada para fins da apuração de que trata esta rotina operacional.

5.1.2. Os eventos de mudanças de estados operativos são registrados pelo ONS considerando as informações de ‘Equipamento/Instalação’, ‘Data/Hora de Início Verificada’, ‘Estado Operativo’, ‘Condição Operativa’, ‘Origem’, ‘Disponibilidade’ e ‘Comentário’.

5.1.3. As classificações de ‘Estado Operativo’ e ‘Origem’ devem considerar o fato gerador do evento. Assim, por exemplo, se houver desligamento de uma unidade geradora em decorrência de uma intervenção programada no ativo de conexão, esse evento deverá ser registrado com o estado operativo DPR – Desligado para manutenção programada e classificação de origem GAC – Restrição elétrica imposta por ativos de conexão de uso exclusivo da geração.

5.1.4. O horário a ser registrado como o de início de uma indisponibilidade de uma unidade geradora ou interligação internacional, quando de intervenções programadas, deve ser aquele correspondente ao desligamento do disjuntor que conecta a mesma ao sistema. Caso a unidade geradora ou interligação internacional já esteja desligada por conveniência operativa, o início da indisponibilidade corresponde ao instante de sua liberação pelo ONS para o início da intervenção.

5.1.5. O horário a ser registrado como o de início de uma restrição parcial deve ser aquele correspondente ao instante em que ocorre a limitação da disponibilidade da unidade geradora ou interligação internacional. O término de uma restrição parcial deve ser aquele correspondente ao instante em que é eliminada a limitação da disponibilidade.

5.1.6. Todo evento de mudança de estado operativo que caracteriza uma indisponibilidade total ou parcial de uma unidade geradora ou interligação internacional deverá obrigatoriamente ter seu campo de comentário preenchido com a descrição elucidativa do motivo da indisponibilidade.

5.1.7. Nas situações de indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento de geração consideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP, em que existirem intervenções de manutenção por diferentes motivos, deverá prevalecer a classificação de origem que demandar mais tempo de indisponibilidade.





5.1.8. Intervenções sem desligamento não deverão ser classificadas como indisponibilidades. Entretanto, se a intervenção demandar qualquer limitação de geração, deverá ser registrado um evento com o estado operativo LIG – Ligado, com a condição operativa RPR – Restrição programada ou RFO – Restrição forçada e a classificação de origem que caracterize o motivo da restrição e o respectivo valor de disponibilidade.

5.1.9. Os registros de mudanças de estado operativo, de condição operativa e de disponibilidade de unidades geradoras quando de operação em teste e quando de operação comercial de unidades geradoras e interligações internacionais, devem ser realizados conforme a seguir.

5.1.9.1. Quando da entrada em operação em teste de comissionamento de novas unidades geradoras ou interligações internacionais, devem ser registrados como operação em comissionamento, os seguintes eventos:

a) O primeiro, à 00h00 do primeiro dia do mês de início de operação em teste, com o estado operativo DCA e com origem GAG.

b) O segundo, com as informações de data, horário e o efetivo estado operativo da unidade geradora ou interligação internacional no momento da primeira conexão ao sistema, com correspondente condição operativa, valor de disponibilidade e origem caso necessária. Se esse instante ocorrer à 00h00 do primeiro dia do correspondente mês, esse registro substituirá o anteriormente citado.

5.1.9.2. Quando da entrada em operação comercial de novas unidades geradoras ou interligações internacionais, devem ser registrados, como operação comercial, os seguintes eventos:

a) O primeiro, à 00h00 do primeiro dia do mês de início de operação comercial, com o estado operativo DCA e com origem GAG.

b) O segundo, com a informação de data e horário da entrada em operação comercial, com o código de estado operativo EOC - Entrada em operação comercial e condição operativa normal, que servirá de referência para identificar o início de operação comercial da unidade geradora ou interligação internacional.

c) O terceiro, com a informação de data, horário e o efetivo estado operativo unidade geradora ou interligação internacional, no mesmo instante do registro de entrada em operação comercial, com correspondente condição operativa, valor de disponibilidade e origem, caso necessária. Se esse instante ocorrer à 00h00 do primeiro dia do correspondente mês, esse registro substituirá o registro citado no item a).

5.1.9.3. Os procedimentos contidos nos itens 5.1.10.1 e 5.1.10.2 também se aplicam respectivamente para a suspensão da operação comercial em caráter temporário e para a retomada da operação comercial das unidades geradoras e interligações internacionais suspensas.





5.1.10. As apurações de mudanças de estado operativo, de condição operativa e disponibilidade de usinas programadas e despachadas centralizadamente e de interligações internacionais devem ser realizadas conforme a seguir:





5.1.10.1.Para usinas programadas e despachadas centralizadamente pelo ONS:

a) Quando as unidades geradoras da usina forem representadas individualmente:

Os eventos de mudança de estado operativo, de condição operativa e de disponibilidade devem ser registrados por unidade geradora.

b) Quando unidades geradoras da usina forem agrupadas e representadas por unidades geradoras equivalentes:

Os eventos de mudança de estados operativos, de condição operativa e de disponibilidade devem ser registrados por unidade geradora equivalente, isto é, deverão ser registradas restrições totais (desligamento) ou parciais de acordo com a disponibilidade das unidades geradoras que compõem a unidade geradora equivalente, registrando-se sempre a classificação preponderante.

5.1.10.2.Para interligações internacionais

a) Os eventos de mudança de estado operativo, de condição operativa e de disponibilidade devem ser registrados analogamente aos registros por unidade geradora equivalente;

b) Nas situações em que a interligação internacional estiver exportando energia, a mesma deverá ser considerada indisponível para importação de energia para o SIN. Nesses casos, deve-se registrar o estado operativo LIG – Ligado como gerador, condição operativa RPR – Restrição programada, valor da disponibilidade igual a zero e classificação de origem EXT.

5.1.10.3.Os eventos decorrentes de ocorrências ou perturbações, que necessitem de relatórios de análise, de acordo com o Módulo 22 dos Procedimentos de Rede, devem ser inicialmente classificados com o código de origem GOO, apenas para aqueles casos em que houver dúvidas quanto a origem do evento. Deve-se aguardar as conclusões destes relatórios, somente nesses casos para que as classificações sejam atualizadas de forma retroativa.

Quando de envio de relatórios técnicos, com esclarecimentos a respeito de situações específicas, conforme previsto no item 7.1.3, ou quando de solicitações do ONS para eventos a serem esclarecidos, deverão ser encaminhados pelos agentes em até 60 dias corridos após a disponibilização dos referidos eventos para consistência. Enquanto perdurar esse prazo de envio das informações pelos agentes, o evento deverá ser registrado com o código de origem GOO. O descumprimento do prazo acarretará atualização do evento com a posição final do ONS. Após a conclusão das análises pelo ONS, os eventos terão as suas classificações de origem atualizadas a partir da data do fechamento da análise, de forma retroativa à data da ocorrência, assim como as taxas equivalentes de indisponibilidade.





5.1.10.4. Os relatórios técnicos ou esclarecimentos solicitados pelo ONS devem ser encaminhados diretamente ao gerente executivo do centro regional de operação com o qual se relaciona, por meio de carta.





5.1.11. As solicitações para revisão de registros apurados das unidades geradoras e interligações internacionais, consistidas ou não pelos agentes, somente serão analisadas se recebidas dentro de um período de 90 (noventa) dias após a data da ocorrência do evento.

5.2. Desligamentos e Indisponibilidades

5.2.1. Estando uma unidade geradora ou interligação internacional desligada por conveniência operativa, e caso o agente de geração queira realizar um serviço com a mesma desligada, essa deverá ser classificada como indisponível, mesmo que o seu retorno à operação possa ser realizado imediatamente.

5.2.2. As Indisponibilidades decorrentes de intervenções programadas caracterizadas como desligamento em aproveitamento serão classificadas com o estado operativo DAP – Desligado em Aproveitamento, com a correspondente classificação de origem que caracterize a intervenção.

Para a apuração de indisponibilidades caracterizadas por desligamento em aproveitamento, devem ser consideradas as seguintes particularidades:

5.2.2.1. Se ao término da intervenção principal, a unidade geradora ou interligação internacional permanecer indisponível, deverá ser registrado um evento com o estado operativo DPR – Desligado para manutenção programada, correspondente a este instante, mantendo-se a classificação da origem que caracterizou a intervenção em aproveitamento;

5.2.2.2. Se ao término de uma intervenção em aproveitamento, a unidade geradora ou interligação internacional permanecer indisponível devido à intervenção principal, deverá ser registrado um evento com o estado operativo DPR – Desligado para manutenção programada, correspondente a este instante, com mudança de classificação com relação à origem da indisponibilidade de forma a caracterizar a intervenção principal.

5.2.3. Quando da ocorrência de um desligamento forçado de uma unidade geradora ou interligação internacional não caracterizada como de responsabilidade do empreendimento de geração ou da interligação internacional, o instante desta ocorrência deverá caracterizar o início de uma indisponibilidade forçada, registrando um evento com o estado operativo DEM – Desligado em emergência ou DAU – Desligamento automático, com a correspondente classificação de origem externa que caracterize a causa. Se depois de restabelecida a condição que provocou o





desligamento forçado, não for obtido sucesso na tentativa de religamento da unidade geradora ou interligação internacional em função de uma causa de responsabilidade do empreendimento de geração ou da interligação internacional, esse instante deverá caracterizar o início de uma indisponibilidade forçada, registrando-se um evento com o estado operativo DEM – Desligado em emergência e com a correspondente classificação de origem interna que caracterize o motivo do impedimento do sincronismo.

5.2.4. Quando da ocorrência de um desligamento forçado de uma unidade geradora ou interligação internacional em função de responsabilidade do empreendimento de geração ou da interligação internacional, o elemento em questão deverá permanecer com o mesmo estado operativo e classificação de origem que caracterize o motivo do desligamento, até que seja disponibilizada para a operação, mesmo que tenha ocorrido intervenção de equipe de manutenção em caráter de urgência ou programada durante o período de indisponibilidade para corrigir o defeito.

Nas situações em que já existir programação de intervenção para a unidade geradora ou interligação internacional, relacionada ao defeito que provocou a ocorrência, tal evento programado somente poderá ser registrado de acordo com o horário programado para a intervenção, isto é, a partir do horário programado para a intervenção será registrado um evento com o estado operativo DPR – Desligado para manutenção programada, mantendo-se a origem já registrada.

Nas situações em que já existir programação de intervenção para a unidade geradora ou interligação internacional não relacionada ao defeito que provocou a ocorrência, a correspondente indisponibilidade programada não poderá ser registrada até que seja eliminado o defeito que provocou a ocorrência.

5.2.5. O término de indisponibilidade quando de intervenções programadas ou desligamentos forçados deverá corresponder ao instante da formalização em tempo real, por parte do Agente Operador, da disponibilização da unidade geradora ou interligação internacional ao ONS, observando-se as seguintes particularidades:

5.2.5.1. Se a unidade geradora já estiver sincronizada ao SIN no instante da formalização de disponibilização ao ONS por parte de seu agente operador, deverá ser registrado para este instante um evento com o estado operativo LIG, LCC, LCS e LCI – ligado como gerador ou compensador síncrono e correspondente condição operativa. O mesmo deve ser adotado para o caso de uma interligação internacional que já estiver ligada quando da formalização em tempo real de disponibilização ao ONS por parte de seu agente operador;

5.2.5.2. Se a unidade geradora não estiver sincronizada ao SIN no instante da formalização de disponibilização ao ONS por parte de seu agente operador, o término da indisponibilidade deverá ser o instante da referida formalização em tempo real, desde que restem apenas as manobras de origem sistêmicas





necessárias para a conexão ao SIN. Para este instante deverá ser registrado um evento com estado operativo DCO - Desligado por conveniência operativa e correspondente condição operativa. O mesmo deve ser adotado para o caso de uma Interligação Internacional que não estiver ligada quando da formalização de disponibilização ao ONS por parte de seu agente operador.

Observação: Qualquer período de tempo superior ao tempo necessário para execução das manobras de origem sistêmicas para a conexão de uma unidade geradora ou interligação internacional ao SIN será considerado como indisponibilidade de responsabilidade do empreendimento de geração ou da interligação internacional.

Eventuais energizações e desligamentos de unidade geradora ou interligação internacional que se encontre indisponível para o sistema (sob intervenção) não deverão ter registro no processo de apuração de mudança de estado operativo da mesma. Esses eventos podem ocorrer durante intervenções, testes ou treinamentos, estando a instalação ou equipamento em operação comercial.

5.2.6. Para unidades geradoras desligadas devido à insuficiência de queda útil ou de afluência, deve ser cadastrado um evento com estado operativo DCO, condição operativa RFO, origem GRE e disponibilidade igual a 0 (zero).

5.2.7. Quando ocorrerem, em uma mesma instalação, duas ou mais restrições simultâneas com origens distintas:

A classificação da restrição cuja origem consta no item 7.1.3.1 desta rotina operacional prevalecerá sobre a classificação das restrições cujas origens constam nos itens 7.1.3.2 e 7.1.3.3, para o período em que as restrições perdurarem simultaneamente, independentemente do montante de cada restrição;

Se, ao término da restrição cuja origem consta no item 7.1.3.1 desta rotina operacional, a unidade geradora ou interligação internacional permanecer com restrição cuja origem conste no item 7.1.3.2 ou no item 7.1.3.3, deverá ser registrado novo evento com a origem específica.

5.2.8. Quando ocorrerem, em uma mesma instalação, duas ou mais intervenções simultâneas, com desligamento, com origens distintas:

Para intervenções programadas, as classificações cujas origens constam nos itens 7.1.3.2 prevalecerão sobre aquelas de origem que constam no item 7.1.3.1 para os períodos que perdurarem simultaneamente. Após este período, deverá ser registrado evento com origem específica, conforme intervenção ainda em execução. Para aproveitamentos de indisponibilidades com causas externas ao empreendimento de geração, devem ser adotados os





critérios apresentados no item 3.16.

5.3. Sincronismo e tomada de carga

5.3.1. Quando do sincronismo de unidades geradoras para atendimento ao despacho programado do ONS, deve ser considerado o tempo total para o seu sincronismo e tomada de carga, constantes no cadastro de informações operacionais conforme SM 10.18, declaradas pelo agente proprietário. No caso do sincronismo de unidade geradora para atendimento a despacho não programado, por restrição elétrica, deve ser considerado o tempo total previsto no anexo I da Resolução 614/2014. Após decorrido o tempo para sincronismo e para tomada de carga, se a unidade geradora ainda não estiver com o valor despachado de geração, deverá ser caracterizada indisponibilidade/restrição, desde o início do despacho. O mesmo procedimento deve ser adotado para situações em que a unidade geradora estiver em condição especial de conservação durante períodos de desligamentos prolongados, o que ocorre especialmente com unidades geradoras termelétricas quando não há previsão de despacho.





5.3.2. Quando a geração verificada for inferior à geração despachada, após os tempos permitidos para sincronismo e a rampa de tomada de carga, a diferença para a potência outorgada pela ANEEL será registrada como restrição de operação desde o início do despacho. Essa restrição de operação cessará após atingido o valor despachado que originou a restrição, desde que esse valor seja atingido em até 24 horas do início do despacho do ONS.

Se a restrição perdurar por mais de 24 horas a partir do início do despacho do ONS, estando a UG sincronizada no SIN ou não, haverá a necessidade de comprovação de disponibilidade conforme previsto na Resolução ANEEL nº 614/2014.

5.3.3. Quando a usina não alcançar o valor despachado durante o período que estiver sendo necessária ao sistema, isto é, despachada pelo ONS, o agente poderá solicitar continuidade da geração após esse período, declarando inflexibilidade em tempo real, com o objetivo de alcançar o valor despachado e cessar a restrição a partir do instante em que a geração verificada atingir o valor despachado, desde que o valor despachado seja atingido em até 24 horas do início do despacho do ONS.

5.3.4. Havendo uma restrição de geração e o despacho de geração cessar, ou seja, não houver mais necessidade de geração a partir de determinado instante, por decisão em tempo real, e o agente não solicitar a continuidade do despacho de geração, a restrição perdurará até que haja a comprovação de disponibilidade conforme Resolução ANEEL nº 614/2014, ou seja, geração plena por 4 horas. O agente pode solicitar a continuidade da geração por inflexibilidade, e caso o ONS não permita tal continuidade de geração, haverá suspensão temporária da restrição a partir desse momento, sendo que tal suspensão perdurará até que o ONS permita a comprovação de disponibilidade, ou seja, geração plena por 4 horas. O resultado dessa comprovação de disponibilidade retroagirá ao instante de solicitação de continuidade do despacho de geração que foi negado ao agente pelo ONS em tempo real.

5.3.5. Se durante a sincronização da unidade geradora a vapor em usinas com ciclo combinado, houver necessidade de redução da geração ou desligamento de unidade a gás, a indisponibilidade da unidade a gás só será apurada após transcorrido um tempo chamado de franquia, que é contado a partir do instante de sincronização da correspondente unidade a vapor.

Os tempos de franquia destinados ao retorno da geração da unidade a gás ao seu valor despachado são função do tempo de parada da correspondente unidade a vapor:





Tempo (t) de parada da unidade a vapor [horas]

Franquia para obtenção da potência despachada pelo ONS na unidade a gás [horas]

t ≤ 2 1,5

2< t ≤ 7 5,0

t >7 8,0





5.3.6. Quando não for obtido sucesso na tentativa de sincronismo de uma unidade geradora ou de energização de uma interligação internacional que esteja desligada, o instante desta ocorrência deverá caracterizar o início de uma indisponibilidade forçada registrando o estado operativo DEM – Desligado em emergência, com a correspondente classificação de origem que caracterize o motivo do impedimento do sincronismo.

Se o estado operativo anterior a essa tentativa sem sucesso de sincronismo for DCO – Desligado por conveniência operativa, e o motivo do insucesso na tentativa de sincronismo for o mesmo de eventual indisponibilidade anterior ao DCO, esta indisponibilidade deverá ser mantida durante todo o período, desconsiderando o período anteriormente registrado como desligado por conveniência operativa, até que haja nova disponibilização para a operação.

6. ATRIBUIÇÕES DOS AGENTES E DO ONS

6.1. Centros Regionais de Operação do Sistema (COSR) – ONS.

6.1.1. Atribuições diárias (exceto finais de semana e feriados).

6.1.1.1. Coletar e consistir os dados de mudanças de estados operativos, condições operativas, origem e de disponibilidade de unidades geradoras, usinas e interligações internacionais, assim como o início de operação em testes e o início de operação comercial das instalações de sua área de atuação. O processo de coleta e consistência de dados deve ser feito com base nos seguintes recursos: programa de intervenções definido no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS, com apoio do SGI – Sistema de Gestão de Intervenções; dados disponíveis nos sistemas de suporte à operação; informações registradas em tempo real pelos operadores de sistema, informações de disponibilidade declaradas no PMO e em suas revisões e dados complementares informados pelos agentes.

6.1.1.2. Efetuar a triagem dos dados e informações citadas no item anterior, classificando-os conforme descrito nesta rotina operacional, utilizando o sistema de apuração de dados específico (processo de consistência em 1º nível).

6.1.1.3. Enviar para o CNOS, diariamente, os dados e as informações apurados do dia anterior, até às 12h00 de cada dia corrente, mesmo que o processo de consistência dos mesmos não esteja concluído.

6.1.1.4. Interagir com os agentes para dirimir dúvidas e inconsistências nos dados e informações registrados. Os agentes têm um prazo de 3 dias úteis após a disponibilização dos registros pelo ONS, para concluírem o processo de consistência (processo de consistência em 2º nível).





6.1.1.5. Em caso de contestação de registros pelos agentes e deferimento dessas contestações pelo ONS, atualizar os correspondentes registros e disponibilizá-los ao CNOS em até 4 dias úteis após a referida contestação. Os registros não consensados são sinalizados no sistema de apuração de modo a serem identificados pelos agentes.

6.1.1.6. Interagir com o CNOS quando das análises de solicitações dos agentes para desconsideração de indisponibilidades no cálculo das taxas TEIFa e TEIP, referentes a eventos para modernização ou reforma que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, àquelas decorrentes de vícios ocultos ou motivados por força maior.

6.1.1.7. Às segundas-feiras e dias subsequentes a feriados, os horários definidos nos itens anteriores poderão ser flexibilizados, desde que não haja comprometimento da conclusão da apuração no próprio dia.

6.1.2. Atribuições mensais.

6.1.2.1. Concluir as apurações das mudanças de estados operativos, condições operativas e de disponibilidade de unidades geradoras, usinas e interligações internacionais de sua área de atuação, eliminando eventuais pendências com os agentes envolvidos (processo de consistência em 2º nível);

6.1.2.2. Atualizar, quando necessário, os dados e informações pendentes e reenviá-los ao CNOS até o 4° (quarto) dia útil do mês subseqüente ao do mês referente à apuração.

6.2. Centro Nacional de Operação do Sistema (CNOS) - ONS

6.2.1. Atribuições diárias (exceto finais de semana e feriados)

6.2.1.1. Registrar no histórico de dados da Base de Dados Técnica do ONS, até às 14h00, os dados e as informações consistidos em 1° nível referentes ao dia anterior.

6.2.1.2. Efetuar o cálculo da disponibilidade sincronizada, agregada por usina, para o período de ponta de carga do dia anterior.

6.2.1.3. Atualizar no histórico de dados da Base de Dados Técnica do ONS, quando necessário, os dados e as informações decorrentes do processo de consistência de 2° nível.

6.2.1.4. Às segundas-feiras e dias subseqüentes a feriados, os horários definidos nos itens anteriores poderão ser flexibilizados, desde que não haja comprometimento da conclusão da apuração no próprio dia.





6.2.1.5. Enviar aos agentes de geração e agentes de importação/exportação de sua área de atuação, diariamente, até às 15h00, os dados e as informações apurados já classificados e registrados.






6.2.2.1. Concluir as apurações das mudanças de estados operativos, condições operativas e de disponibilidade de unidades geradoras e interligações internacionais até o 7º (sétimo) dia útil do mês subseqüente (processo de consistência em 3º nível).

6.2.2.2. Atualizar os dados e informações no histórico de dados da Base de Dados Técnica, até o 8º (oitavo) dia útil do mês subseqüente ao de apuração, já consistidos em 3º nível.

6.2.2.3. Efetuar o cálculo das taxas TEIFa e TEIP para as usinas programadas e despachadas centralizadamente e das Interligações Internacionais programadas pelo ONS e registrar os resultados no histórico de dados da Base de Dados Técnica, até o 8º (oitavo) dia útil do mês subseqüente ao de apuração.

6.2.2.4. Disponibilizar à CCEE, pelo sistema de troca de informações entre as partes, todos os dados e informações previstos no Acordo Operacional ONS/CCEE, até o 8º (oitavo) dia útil do mês subseqüente ao de apuração.

6.2.2.5. Disponibilizar aos agentes proprietários das usinas e interligações internacionais ou agentes indicados pelos mesmos, no site do ONS, aplicativo HDOM – Histórico de Dados Disponibilizados pelo ONS à CCEE, até o 9º dia útil do mês subseqüente ao de apuração, todos os dados e informações disponibilidazos à CCEE referentes a seus empreendimentos.

6.3. Agentes proprietários de usinas programadas e despachadas e interligações internacionais programadas pelo ONS ou agentes indicados pelos mesmos

6.3.1. Atribuições diárias.

6.3.1.1. Prestar as informações solicitadas pelo ONS necessárias para a apuração de dados e informações prevista nessa rotina operacional.

6.3.1.2. Consistir com o COSR com o qual se relaciona, os dados e informações de mudanças de estados operativos, de condições operativas e de disponibilidade de unidades geradoras e interligações internacionais, em até 3 dias úteis após a disponibilização dos mesmos na interface web do SAMUG.

6.3.1.3. Caso um agente não consolide as informações de mudanças de estado operativo, condição operativa e de disponibilidade das suas unidades geradoras e interligações internacionais nos prazos





estabelecidos por esta rotina, o ONS consolidará as informações referentes a este agente com os dados disponíveis na Base de Dados Técnica do ONS.






6.3.2.1. Consistir, com o COSR com o qual se relaciona, os dados de mudanças de estados operativos, condições operativas e de disponibilidade de unidades geradoras, usinas e interligações internacionais, que se encontrarem pendentes, até o 3° (terceiro) dia útil do mês subsequente ao de apuração.

As pendências referem-se aos dados já apurados ao longo do mês e que tenham sido contestados tempestivamente pelos agentes, para os quais o ONS necessita análise mais detalhada para esclarecimentos e dirimir dúvidas.

6.3.3. Atribuições eventuais:

6.3.3.1. Disponibilizar ao ONS, antes da entrada em operação comercial, as informações referentes à restrição de potência em razão da queda útil, no caso de usinas hidrelétricas.

6.3.3.2. Disponibilizar ao ONS, antes da entrada em operação comercial, as informações referentes à restrição de potência em função da temperatura ambiente, no caso de usinas termelétricas.

7. ORIENTAÇÕES TÉCNICAS COMPLEMENTARES

7.1. Processo de Apuração

Para o processo de apuração, os eventos de mudanças de estado operativo, condição operativa e de disponibilidade devem ser registrados na Base de Dados Técnica do ONS, com utilização do aplicativo desenvolvido para esta finalidade, identificado como SAMUG, seguindo os critérios definidos no item 4 dessa rotina e com as classificações de ‘estado operativo’, ‘condição operativa’ e ‘origem’, apresentadas a seguir:

7.1.1. Classificação das origens de mudança de estado operativo:

LIG - Ligado como gerador.

LCS - Ligado como compensador síncrono, por solicitação do ONS, para controle de tensão.

LCC - Ligado como compensador síncrono, por solicitação do agente.

LCI - Ligado como compensador síncrono, por solicitação do ONS, por outro motivo que não o controle de tensão.

RDP - Operação caracterizada pela partida de uma unidade geradora termelétrica que se encontra em reserva





de prontidão, atendendo solicitação do ONS, sendo sucedida pelo cancelamento do processo de sincronização, também por solicitação do ONS.

Observação: Para interligações internacionais não deverão ser utilizados os estados operativos LCS, LCC, LCI e RDP.

DEM - Desligado em emergência, manualmente para evitar risco de vida e/ou danos a equipamento, quando não há tempo hábil para comunicação e providências pelo ONS.

DUR - Desligado em urgência, após tratativas prévias e autorização dos centros de operação do ONS.

DAU - Desligado automaticamente por atuação de sistema de proteção ou de controle.

DCO - Desligado por conveniência operativa do ONS ou por insuficiência de queda útil ou afluência para usinas hidrelétricas.

DPR - Desligado para manutenção programada ou durante período de intervenções para testes, de acordo os prazos estabelecidos no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS.

DAP - Desligamento em aproveitamento para intervenção programada, em aproveitamento a outras intervenções não caracterizadas como de responsabilidade do empreendimento de geração ou interligação internacional.

DCA - Desligado por necessidade do agente, devendo ser adotado para desligamentos voluntários durante testes de comissionamento, ou em operação comercial quando de necessidade exclusiva do agente ou quando de indisponibilidade programada por falta de combustível para unidades geradoras termelétricas. Indisponibilidade sempre caracterizada como de responsabilidade do empreendimento de geração.

EOC - Entrada em operação comercial. O estado operativo EOC deve identificar o instante a partir do qual a ANEEL libera a unidade geradora ou interligação internacional para a operação comercial, seja ela nova ou tenha sido objeto de modificações que alteraram as suas características (situação prevista na Resolução Normativa ANEEL nº 583/2013).

DES - Desativado. O estado operativo DES deve identificar o instante a partir do qual uma unidade geradora ou interligação internacional passa a ser considerada desativada.

7.1.2. Classificação das origens de mudança de estado segundo a condição operativa:

Estando a unidade geradora, usina ou interligação internacional disponível, a condição operativa pode ser classificada como:

NOR - A Unidade geradora, usina ou interligação internacional, podendo estar ligada ou desligada, está em condições normais de produção de energia.





RPR - A unidade geradora, usina ou interligação internacional, podendo estar ligada ou desligada, está sob restrição que afeta sua disponibilidade em função de uma causa programada.

RFO - A unidade geradora, usina ou interligação internacional, podendo estar ligada ou desligada, está sob restrição que afeta sua disponibilidade em função de uma causa forçada.

NOT - A Unidade geradora está ligada para atendimento à comprovação de disponibilidade.

TST - A Unidade geradora está aguardando a realização da comprovação de disponibilidade.

Caso a condição operativa seja classificada como RPR ou RFO, deve ser obrigatoriamente indicada a disponibilidade da unidade geradora, usina ou interligação internacional. Caso contrário, ou seja, se a condição operativa for NOR, deve-se adotar como disponibilidade a potência efetiva da unidade geradora, usina ou interligação internacional cadastrada na Base de Dados Técnica do ONS.





7.1.3. Classificação da origem do evento que causou o desligamento ou a restrição para usinas e unidades geradoras.

7.1.3.1. Origens para as indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento de geração consideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP.

GUM - Turbina e equipamentos associados à produção de potência mecânica da unidade geradora.

Para unidades geradoras hidrelétricas, inclui sistema de tomada d’água (comporta, conduto forçado, grade de tomada de água etc), motores, mancais, bombas, trocadores de calor da turbina, sistemas de proteção e controle (velocidade, vibração, ruído, etc) e demais componentes associados ao processo de produção de energia mecânica.

para unidades geradoras termelétricas, inclui caldeira, condensador, motores, bombas, trocadores de calor, sistemas de condicionamento de ar, sistemas de proteção e controle (velocidade, emissão de gases e partículas poluentes, vibração, ruído, etc), sistema de tratamento e alimentação de água ou de combustível, substituição de elementos combustíveis de usinas nucleares, tubulações, válvulas; precipitadores; moinhos; esteiras; reator para termonucleares e demais componentes associados ao processo de produção de energia mecânica.

GGE - Gerador e equipamentos associados à produção de potência elétrica (inclui proteção, reguladores de tensão, mancais, trocadores de calor do gerador, conversores de frequência, retificadores, inversores, sistema de excitação, etc).

GTR - Transformador elevador de tensão e equipamentos associados (inclui proteção, ventiladores, conexões, etc).

GOT - Equipamentos ou sistemas eletromecânicos associados aos serviços auxiliares, sistemas de supervisão e controle e outros não associados diretamente à unidade de produção de potência mecânica, ao gerador, ao transformador elevador de tensão e ao ativo de conexão.

GAC - Restrição elétrica imposta por ativos de conexão de uso exclusivo do empreendimento de geração.

GAG - Origens não caracterizadas por equipamentos ou sistemas eletromecânicos, mas de responsabilidade do empreendimento de geração, tais como: indisponibilidades ou restrições para evitar morte de peixes; controle durante período de piracema; controle de erosão em canal de fuga e margens à jusante; desligamentos ou restrições visando possibilitar intervenção em outras unidades geradoras, desligamentos voluntários após a realização de testes durante o período de comissionamento, desligamentos para testes ou treinamento de interesse do agente durante o período de operação comercial, não realização da comprovação de disponibilidade por conveniência do agente .

GCB - Restrições em unidades geradoras termelétricas associadas ao fornecimento do combustível, tais como alterações em sua qualidade e volume. Essa classificação deve ser utilizada nas seguintes situações:





Quando a usina estiver despachada por ordem de mérito de custo e não tiver disponibilidade de combustível para atender ao despacho programado, não possuindo crédito de energia na conta de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo. Mesmo se houver crédito de energia na conta de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo e houver despacho de usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE em qualquer subsistema, deverá ser utilizada essa classificação.

Quando a usina estiver despachada por restrição elétrica de transmissão, ou por garantia energética, e não tiver disponibilidade de combustível para atender ao despacho programado.

7.1.3.2. Origens para indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento de geração, mas desconsideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP.

GCI – Restrições em unidades geradoras termelétricas associadas ao fornecimento do combustível, tais como alterações em sua qualidade e volume. Essa classificação deve ser utilizada nas seguintes situações:

Quando a usina estiver despachada por exclusivamente por inflexibilidade ou para exportação de energia;

Quando a usina estiver despachada por ordem de mérito de custo e possuir crédito de energia na conta de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo, desde de que não haja despacho de usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE em qualquer subsistema.

GIS – Instalação de sistemas ou equipamento por determinação do ONS, CCEE ou ANEEL, tais como implantação do SMF - Sistema de Medição para Faturamento, SINOCON, SEP - Sistemas Especiais de Proteção e indisponibilidades relacionadas ao período de testes do sistema de autorrestabelecimento solicitados pelo ONS conforme rotina RO-RR.BR.01, ou programados pelos agentes.

GIC – Ocorrências ou intervenções programadas e forçadas declaradas pelos agentes relativas ao início de operação comercial de unidade geradora nova, limitadas a 960 (novecentas e sessenta) horas nos primeiros 24 (vinte quatro meses) após a liberação para operação comercial. O período de indisponibilidade que exceder esse limite deverá ser classificado pela origem GUM.

GIM – Intervenções declaradas pelos agentes relativas à modernização, reforma ou melhoria, que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, limitadas a 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante a vigência de sua outorga ou da respectiva renovação, e ocorridas após 120 (cento e vinte) meses após a liberação para operação comercial, conforme estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 614/2014. O período de indisponibilidade que exceder esse limite deverá ser classificado pela origem GUM.

GVO – Essa classificação só será utilizada quando determinada pela ANEEL.

GMP – Indisponibilidades observadas em usinas hidrelétricas, associadas às medidas de caráter preventivo no combate à proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas, para as quais deverá ser encaminhado





relatório descritivo do serviço a ser realizado com o respectivo cronograma, para avaliação do ONS.

As paradas necessárias para execução dos serviços supracitados deverão ser preferencialmente efetuadas concomitantemente com as paradas rotineiras de manutenção.

GMT - Indisponibilidades observadas em usinas hidrelétricas, relacionadas à limpeza, em função da proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas, respeitado o limite acumulado de 360 (trezentas e sessenta) horas por unidade geradora nos primeiros 60 (sessenta) meses de operação comercial ou nos primeiros 60 (sessenta) meses após a publicação resolução 614/2014, o que terminar depois. O período de indisponibilidade que exceder esse limite deverá ser classificado pela origem GUM





7.1.3.3. Origens para indisponibilidades que não são de responsabilidade do empreendimento de geração, sendo desconsideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP.

GHN - Restrição devido à navegação que não caracterize responsabilidade do agente.

GHT - Restrição devido ao turismo que não caracterize responsabilidade do agente.

GHI - Restrição devido à irrigação ou outras captações que não caracterize responsabilidade do agente.

GHC - Restrição devido ao controle de cheia e a inundações que não caracterize responsabilidade do agente.

GRE - Restrição de potência por redução de queda útil, que deverá ser registrada por unidade geradora.

GRB - Restrição elétrica imposta pela rede básica.

GOU - Restrição elétrica imposta por outros sistemas de transmissão, pelo sistema de distribuição ou, outras origens que não caracterizem responsabilidade do empreendimento de geração

GOO – Classificação aguardando conclusão de análise pelo ONS.

GHM - Restrição devido ao meio ambiente, que não caracterize responsabilidade do agente, tais como: vazamento de material tóxico ou poluente por parte de terceiros que limite a geração da usina de forma a evitar agravamento da situação e redução de geração para captura ou salvamento de animais.

7.1.4. Classificação da origem do evento que causou o desligamento ou a restrição em interligações internacionais.

INT - Interna às instalações da interligação internacional, considerando como tal as instalações no exterior até a conexão ao SIN.

EXT - Externa às instalações da interligação internacional, considerando aquelas com origem no SIN.

7.2. Comprovação de Disponibilidade de unidades geradoras

7.2.1. O agente poderá comprovar a disponibilidade por meio de teste por ele solicitado ou por atendimento a despacho do ONS.

7.2.2. A capacidade de geração da unidade deverá ser comprovada por meio da operação a plena carga por, no mínimo, 4 (quatro) horas ininterruptas.

7.2.3. Caso a declaração de disponibilidade ocorra no período que a usina não esteja despachada pelo ONS, os custos incorridos no referido teste serão de responsabilidade do agente de geração.





7.2.4. Caso o fato gerador da indisponibilidade afete mais de uma unidade geradora, o ONS poderá solicitar a geração de mais de uma unidade geradora simultaneamente para comprovação da capacidade de geração.





7.2.5. A comprovação de disponibilidade de que trata esse item não será necessária quando:

7.2.5.1. A disponibilização da unidade geradora ocorrer em tempo inferior a 24 (vinte quatro) horas do início da indisponibilidade total ou parcial (desligamento ou restrição), exceto nos casos de indisponibilidade por falta de combustível;

7.2.5.2. Ocorrerem desligamentos provocados por intervenção para limpeza de grades, devido à descida de mergulhadores de unidades adjacentes ou em tomadas d´água;

7.2.5.3. Ocorrer desligamento forçado de unidade geradora em usina termelétrica:

a) no procedimento de partida; ou

b) no processo de redução de geração para parada total da unidade geradora;

7.2.5.4. Ocorrer desligamento de unidades a gás em usina termelétrica com ciclo combinado para possibilitar manobras nos “diverters dampers” e partida de unidade a vapor.

7.2.6. No instante do início da comprovação deverá ser caracterizado o início de uma disponibilidade, registrando-se o evento com o estado operativo LIG (ligado gerador) e a condição operativa NOT (em comprovação de disponibilidade).

7.2.7. O período compreendido entre a declaração do agente de que a unidade geradora está disponível para a operação e o início da realização da comprovação de disponibilidade, nas situações em que este tiver sido originado pelo agente, será considerado como uma indisponibilidade, sendo registrado com o estado operativo DCA (desligado por necessidade do agente) e condição operativa GAG (necessidade do agente). A comprovação de disponibilidade deverá ser classificada conforme abaixo:

7.2.7.1. No instante inicial da comprovação de disponibilidade deverá ser registrado o evento com condição operativa NOT (em comprovação de disponibilidade), Se for comprovada a disponibilidade de geração plena, deverá ser registrado um novo evento com condição operativa NOR (em operação normal).

No caso de usinas hidrelétricas operando com restrição devido à redução de queda útil, a disponibilidade de geração a ser comprovada fica limitada ao valor da restrição por queda útil, verificada no dia em que for realizada a comprovação de disponibilidade.

No caso de usinas termelétrica operando com restrição devido à temperatura ambiente, a geração a ser comprovada fica limitada ao valor da restrição de potência em função da temperatura ambiente, verificada no dia em que for realizada a comprovação de disponibilidade.





7.2.7.2. Se a comprovação de disponibilidade, conforme item anterior, não atingir a disponibilidade plena – homologada pela ANEEL ou a disponibilidade máxima com aplicação de ajuste em função da queda útil ou temperatura para usinas hidrelétricas e termelétricas, respectivamente, toda a diferença entre a disponibilidade plena, homologada pela ANEEL e a disponibilidade apurada na comprovação, será considerada como restrição de disponibilidade. Um minuto após o instante inicial da comprovação de disponibilidade, com o registro da condição operativa NOT (em comprovação de disponibilidade de geração), deverá ser registrado um novo evento com condição operativa conforme segue:

RPR (restrição programada), no caso de restrição operativa associada à causa programada, ou;

RFO (restrição forçada), no caso de restrição operativa associada à causa forçada.

Em ambos os casos deve-se registrar o valor de disponibilidade apurado na comprovação, exceção feita na ocorrência de indisponibilidade forçada em usina térmica que esteja despachada pelo ONS com restrição de combustível:

Quando da disponibilização de unidade geradora após intervenção para a execução da comprovação de disponibilidade, esta deverá retornar com no mínimo a geração verificada imediatamente anterior à indisponibilidade forçada. A disponibilidade a ser apurada será o valor da disponibilidade registrada no momento imediatamente anterior à indisponibilidade forçada.

Se ao disponibilizar a unidade geradora para a execução da comprovação de disponibilidade, esta não retornar à operação com no mínimo a geração verificada no momento imediatamente anterior à indisponibilidade forçada, a diferença entre a capacidade instalada e a geração verificada durante a comprovação será considerada como restrição. A disponibilidade a ser considerada será o valor médio da geração verificada durante a comprovação de disponibilidade.

7.2.8. No período compreendido entre a declaração do agente de que a unidade geradora está disponível para a realização da comprovação de disponibilidade e a efetiva realização da comprovação de disponibilidade, nas situações em que este período não tiver sido originado pelo agente, a unidade geradora será considerada como aguardando comprovação de disponibilidade e os eventos ocorridos neste intervalo serão registrados com condição operativa TST (aguardando comprovação de disponibilidade)

7.2.8.1. No instante inicial da comprovação de disponibilidade deverá ser registrado o evento com condição operativa NOT (em comprovação de disponibilidade), Se for comprovada a disponibilidade de geração plena, deverá ser registrado um novo evento com condição operativa NOR (em operação normal) ao final da comprovação.





No caso de usinas hidrelétricas operando com restrição devido à redução de queda útil, a disponibilidade de geração a ser comprovada fica limitada ao valor da restrição por queda útil verificada no dia em que for realizada a comprovação de disponibilidade.

No caso de usinas termelétrica operando com restrição devido à temperatura ambiente, a geração a ser comprovada fica limitada ao valor da restrição de potência em função da temperatura ambiente verificada no dia em que for realizada a comprovação de disponibilidade.





7.2.8.2. Se a comprovação de disponibilidade, conforme item anterior, não atingir a disponibilidade plena, homologada pela ANEEL ou a disponibilidade máxima com aplicação de ajuste em função da queda útil ou temperatura para usinas hidrelétricas e termelétricas, respectivamente, toda a diferença entre a disponibilidade plena, homologada pela ANEEL e a disponibilidade apurada na comprovação, será considerada como restrição de disponibilidade. Deverá ser registrado um novo evento um minuto após o registro com estado operativo DCO (desligado por conveniência operativa) e condição operativa TST (aguardando comprovação de disponibilidade), e um novo evento um minuto após o registro com estado operativo LIG e condição operativa NOT (em comprovação de disponibilidade de geração), com condição operativa:

RPR (restrição programada), no caso de restrição operativa associada à causa programada, ou

RFO (restrição forçada), no caso de restrição operativa associada à causa forçada;

Em ambos os casos deve-se registrar o valor de disponibilidade apurada na comprovação de disponibilidade, exceção feita na ocorrência de indisponibilidade forçada em unidades geradoras de usina térmica que esteja despachada pelo ONS com restrição de combustível:

Quando da disponibilização de unidade geradora após intervenção para a execução da comprovação de disponibilidade, esta deverá retornar à operação com no mínimo a geração verificada imediatamente anterior à indisponibilidade forçada. A disponibilidade a ser apurada será o valor da disponibilidade registrada no momento imediatamente anterior à indisponibilidade forçada.

Se, ao disponibilizar a unidade geradora para a execução da comprovação de disponibilidade, esta não retornar à operação com no mínimo a geração verificada no momento imediatamente anterior à indisponibilidade forçada, a diferença entre a capacidade instalada e a geração verificada durante a comprovação será considerada como restrição eletromecânica. A disponibilidade a ser considerada será o valor médio da geração verificada durante a comprovação de disponibilidade.

7.2.9. O valor da disponibilidade comprovada será o valor médio da geração verificada durante a comprovação de disponibilidade. A rampa de elevação de geração não será considerada na comprovação de disponibilidade, desde que atenda o período de rampa constante no cadastro de informações operacionais conforme SM 10.18 declaradas pelo agente proprietário e que haja geração verificada durante quatro horas após o tempo de rampa. Exceção feita quando houver interrupção da comprovação de disponibilidade por solicitação do ONS. Neste caso será





considerada a média de geração até o momento da interrupção, expurgando-se a rampa de elevação.

7.2.10. No caso de usinas termoelétricas operando em ciclo combinado, quando de desligamento de unidade a vapor, motivada por causas oriundas de caldeira de recuperação, a disponibilidade de geração a ser comprovada pela unidade a vapor fica restrita ao valor máximo de geração para a configuração de unidades a geradoras a gás e caldeiras imediatamente anterior ao referido desligamento.

7.2.11. Nos eventos registrados com condições operativas NOT (em comprovação de disponibilidade) ou TST (aguardando comprovação de disponibilidade) a disponibilidade a ser considerada quando da execução do processo de cálculo das taxas de indisponibilidade pelo CNOS, será a disponibilidade total da unidade geradora (condição normal), desde que haja a efetiva comprovação da disponibilidade. Quando houver interrupção da comprovação de disponibilidade originada pelo agente, até que uma nova comprovação tenha sido realizada, a disponibilidade a ser considerada será:

zero, se a Unidade Geradora tiver sido desligada.

a média da geração nas 4 horas após a conclusão da rampa de elevação de geração, se a unidade geradora tiver permanecido sincronizada como gerador.

Nesses casos, não deverão ser utilizados os códigos TST e NOT como condição operativa.

8. ANEXOS





ANEXO 1 - CLASSIFICAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS


LIG – LCS – LCC – LCI - DCO – RDP - EOC DEM – DUR – DAU – DCA – DPR – – DAP - DES

CLASSIFICAR

CONDIÇÃO OPERATIVA

CLASSIFICAR ORIGEM E REGISTRAR COMENTÁRIO

NOR – NOT - TST

INFORMAR VALOR DA DISPONIBILIDADE

RFO – RPR





FIM




Anexo 2 - Códigos para classificação de eventos


ORIGEMUnidade Geradoras e Usinas

GUM - unidade mecânicaGGE - geradorGTR - transformador elevador de tensãoGOT - serviços auxiliaresGAC - ativos de conexãoGAG - necessidade do AgenteGCB - combustível (comprometendo o despacho sistêmico)GCI - combustível (não comprometendo o despacho sistêmico)GIS – instalação de sistemas ONS, CCEE ou ANEEL e teste de autorrestabelecimentoGIC - ocorrências ou intervenções relativas ao início de operação comercialGIM - Implantação de melhorias que tragam ganhos operativos para o SINGVO - classificação utilizada por determinação da ANEEL GMP - combate ao mexilhão dourado e/ou plantas aquáticas (caráter preventivo)GMT - limpeza para remoção do mexilhão dourado e/ou plantas aquáticas (sem eliminação do problema)GHN - hidráulica - navegaçãoGHT - hidráulica – turismoGHI - hidráulica - irrigaçãoGHC - hidráulica – cheiaGRE - hidráulica - energética GRB - elétrica - Rede BásicaGOU - elétrica - outros sistemas de transmissãoGOO - aguardando análise do ONS

ESTADO OPERATIVO

LCS - ligado CS para controle de tensão

LCC - ligado CS por conveniência Agente

LCI - ligado CS por outro motivo que não o controle de tensão.

LIG - ligado gerador ou motor

RDP – desligado em reserva de prontidão

DEM – desligado em emergência

DUR – desligado em urgência

DAU - desligado automático

DCO – desligado por conveniência operativa

DPR - desligado programado – manutenção e intervenções para testes

DAP - desligado programado – manutenção em aproveitamento

DCA – desligado por necessidade do Agente

DES - desativação

EOC - entrada em operação comercial

Para Interligações Internacionais devem ser

CONDIÇÃO OPERATIVANOR - em operação normal

RPR - restrição programadaRFO - restrição forçada

NOT – início da comprovação de disponibilidade

TST – aguardando comprovação de disponibilidade




ANEXO 3 – CÁLCULO DAS TAXAS TEIFA E TEIP

Para a determinação das taxas TEIFa e TEIP, para as usinas hidrelétricas, termelétricas com CVU - Custo Variável Unitário declarado diferente de zero e dos empreendimentos de importação de energia elétrica despachados centralizadamente pelo ONS, são utilizadas as informações armazenadas pelo aplicativo SAMUG no histórico de dados consistidos da Base de Dados Técnica do ONS.

A fórmula para determinação das taxas e os parâmetros utilizados para o cálculo são definidos na Resolução Normativa da ANEEL nº614/2014.

3a) Formulação da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP e Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada apurada - TEIFa:

Onde:

i = índice da unidade geradora em operação comercial;

n = número de unidades geradoras em operação comercial;

j = índice do mês apurado;

P = potência instalada da unidade geradora;

HDP = número de horas de desligamento programado da unidade i no mês j;

HEDP = número de horas equivalentes de desligamento programado da unidade i no mês j (a unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição programada);

HP = número de horas do período de apuração considerado no mês j para a unidade i;

HDF = número de horas de desligamento forçado da unidade i no mês j;

HEDF = número de horas equivalentes de desligamento forçado da unidade i no mês j (a unidade opera com





potência nominal limitada, associada a uma condição forçada);

HS = número de horas em serviço da unidade i no mês j (número de horas equivalentes em serviço somado ao número de horas em que a unidade opera sincronizada ao sistema, sem restrição de potência);





HRD = número de horas equivalentes de reserva desligada da unidade i no mês j (a unidade não está em serviço por interesse sistêmico, apesar de disponível para operação); e

HDCE = número de horas desligada por condições externas da unidade i no mês j (a unidade não está em serviço por condições externas às suas instalações);

O processo de apuração das taxas consiste em determinar os parâmetros utilizados nas fórmulas a partir da apuração da mudança de estados operativos, condição operativa, classificação de origem e disponibilidade dos conjuntos geradores e interligações internacionais.

Para cada parâmetro utilizado nas fórmulas das taxas TEIFa e TEIP existe um algoritmo que realiza o cálculo das horas por unidade geradora e interligação internacional.

Critérios utilizados nos algoritmos de cálculo dos parâmetros das fórmulas das taxas TEIFa e TEIP:Os algoritmos de cálculo dos parâmetros consideram somente os períodos de operação comercial de cada equipamento ou instalação.

HP – Total de Horas do Período de Apuração considerado – mês.

O algoritmo realiza o cálculo do número de horas de operação comercial da unidade geradora ou interligação internacional, no mês de apuração. Dessa forma, se um equipamento ou instalação iniciou a operação comercial a partir do segundo dia do mês de apuração, o resultado de HP será diferente do total de horas do mês.

HS – Horas em Serviço – a unidade opera sincronizada ao sistema.

O algoritmo realiza o cálculo do número de horas de em que a unidade geradora ou interligação internacional operou ligada ao sistema, no mês de apuração. Para esse algoritmo, são contabilizadas as horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados operativos LIG, LCS, LCI e LCC operando com potência nominal, no mês de apuração, correspondendo ao número de horas equivalentes em serviço somado ao número de horas em que a unidades opera sincronizada ao sistema sem restrição de potência.

HRD – Horas de Reserva Desligada – a unidade não está em serviço por interesse sistêmico, apesar de disponível para a operação.

O algoritmo realiza o cálculo do número de horas de em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu desligada em conveniência operativa ou reserva de prontidão, no mês de apuração. Também são contabilizadas as horas de indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento, identificadas entre as origens do item 7.1.3.2, por serem desconsideráveis para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP. Para esse algoritmo, são contabilizadas duas parcelas:





1ª - horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados operativos DCO e RDP, independentemente de qualquer limitação de potência nominal, no mês de apuração;2ª - horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados operativos DPR, DUR, DEM, DAU e DAP, e classificação de origem constante do item 7.1.3.2, exceto com origem GCI.

HDP – Horas de Desligamento Programado

O algoritmo realiza o cálculo das horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu desligada em intervenção programada por indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento, identificadas entre as origens do item 7.1.3.1, no mês de apuração. Para esse algoritmo, são contabilizadas as horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados operativos DPR, DUR, DPA ou DCA, e classificação de origem constante do item 7.1.3.1.

HDF – Horas de Desligamento Forçado

O algoritmo realiza o cálculo das horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu desligada em decorrência de um desligamento de emergência ou automático, associado a uma indisponibilidade de responsabilidade do empreendimento, identificada entre as origens do item 7.1.3.1, no mês de apuração. Para esse algoritmo, são contabilizadas as horas em que da Unidade Geradora ou Interligação Internacional permaneceu com os estados operativos DEM ou DAU e classificação de origem constante do item 7.1.3.1.

HDCE – Horas Desligada por condições externas – unidade não está em serviço por condições externas às suas instalações

O algoritmo realiza o cálculo das horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu desligada em aproveitamento a causas externas, ou desligado em decorrência de indisponibilidades não consideradas como de responsabilidade do empreendimento, identificadas entre as origens do item 7.1.3.3, no mês de apuração. Para esse algoritmo, são contabilizadas as horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com o estado operativo DAP ou com os estados operativos DPR, DUR, DEM ou DAU e classificação de origem constante do item 7.1.3.3, e estado operativo DCA com origem GCI.

HEDP – Horas Equivalentes de Desligamento Programado – a unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição programada.

O algoritmo realiza o cálculo de HEDP a partir do produto das seguintes parcelas:

1ª parcela: número de horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu sincronizada ao sistema, operando com uma limitação de sua potência nominal, associada a uma restrição programada de responsabilidade da usina, identificada entre as origens do item 7.1.3.1, no mês de apuração;





2ª parcela: grau percentual da respectiva restrição programada.

Exemplo: uma unidade geradora permaneceu sincronizada durante 10horas, operando como uma limitação de 50% de sua potência nominal, associada a uma intervenção programada no ativo de conexão. Logo, HEDP = 10 h x 0,5 = 5 h.

Para esse algoritmo, são consideradas as horas em que a Unidade Geradora ou Interligação Internacional permaneceu com os estados operativos LIG, LCC, LCI, LCS e DCO, condição operativa RPR e classificação de origem constante do item 7.1.3.1.





HEDF – Horas Equivalentes de Desligamento Forçada – a unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição forçada.

O algoritmo realiza o cálculo de HEDF a partir do produto das seguintes parcelas:

1ª parcela: número de horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu sincronizada ao sistema, operando com uma limitação de sua potência nominal, associada a uma restrição forçada de responsabilidade do empreendimento, identificada entre as origens do item 7.1.3.1, no mês de apuração;

2ª - grau percentual da restrição forçada por causa interna.

Exemplo: uma unidade geradora termelétrica, despachada por mérito de custo, permaneceu sincronizada durante 10h, operando como uma limitação de 90% de sua potência nominal, associada a uma súbita restrição no fornecimento de combustível. Logo, HEDF = 10 h x 0,9 = 9h.

Para esse algoritmo, são consideradas as horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados operativos LIG, LCC, LCI, LCS e DCO, condição operativa RFO e classificação de origem constante do item 7.1.3.1.

Depois de processado o cálculo desses parâmetros, existe um algoritmo responsável por calcular as taxas por unidade geradora e interligação internacional.

Os resultados das taxas acumuladas, por usina e interligação internacional, são armazenados na Base de Dados Técnica do ONS. Porém, conforme estabelecem as Resolução Normativa ANEEL nº 614/2014, o resultado das taxas TEIFa e TEIP no mês de referência da contabilização são obtidos a partir da formula descrita nesse anexo de cada usina e interligação internacional calculadas considerando 60 (sessenta) valores mensais apurados, relativos aos meses imediatamente anteriores ao mês vigente.

Entretanto, para a obtenção dos valores citados no parágrafo anterior, caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 (sessenta) meses, os valores faltantes são complementados utilizando-se valores de referência, considerados no cálculo da respectiva garantia física, do empreendimento convertidos em números de horas de indisponibilidade.

Os resultados, obtidos por usina e interligação internacional, são armazenados na Base de Dados Técnica do ONS e posteriormente encaminhados à CCEE e para os agentes, conforme os prazos definidos nessa rotina operacional.

Fontes para consulta dos valores de referência, utilizados para determinação dos valores mensais da TEIFa e da TEIP, quando não se dispõe de um histórico de 60 meses:

a) Os valores de referência, considerados no cálculo da respectiva energia assegurada das Usinas hidrelétricas programadas e despachadas centralizadamente estão definidos na tabela 3 da carta ONS - 039/300/2005 de 14 de fevereiro de 2005;

b) Os valores de referência considerados no cálculo da respectiva garantia física para





empreendimentos termelétricos, despachados centralizadamente e participantes do MRE, estão definidos na tabela 2 da carta ONS - 039/300/2005 de 14 de fevereiro de 2005;

c) Os valores de referência considerados no cálculo da respectiva garantia física para empreendimentos termelétricos e Interligações Internacionais, despachados centralizadamente e não participantes do MRE, estão definidos conforme a Portaria do MME nº 303, de 18 de novembro de 2004.





ANEXO 4 – CÁLCULO DA TAXA TEIP DAS USINAS TERMELÉTRICAS, CONSIDERANDO O RESULTADO DA APURAÇÃO DA DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE DE GERAÇÃO DE USINA TERMELÉTRICA PROGRAMADA E DESPACHADA CENTRALIZADAMENTE

Conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL nº 614/2014, verifica-se ao final de cada ano se a média dos valores de inflexibilidade dos últimos 5 (cinco) anos verificados é inferior à média dos valores dos últimos 5 (cinco) anos declarados para a usina. Se for inferior, a diferença obtida é considerada como redução de disponibilidade nos doze meses do ano seguinte, como indisponibilidade da respectiva usina.


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